高含水期油田原油预分水技术

(中国石油勘探开发研究院，北京100083)

国内外大部分油田已进入高含水开发期，原油综合含水率高达90%，导致原有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗和运行费用急剧增加。为了解决这一问题，一些油田开始在集输系统转运站实施预分水，分离出的污水就地处理，达标后回注地层。本文从技术原理、优缺点等方面对国内外广泛应用的预分水技术进行了综述，并对其未来发展进行了展望。

关键词:高含水期预分水前景

原油预脱水技术

高含水油田

胡昌超，党微

(中石化勘探与生产研究院，

中国北京100083)

国内外大部分油田已进入高含水期，原油综合含水率高达90%以上，导致现有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗和操作费用急剧增加。针对这一问题，一些油田开始在集输系统的区块站进行预脱水，分离出的污水就地处理，达到水质标准后回注地面。从技术原理、优缺点等方面综述了国内外常用的预脱水技术，并对其发展前景进行了展望。

关键词预脱水；高含水期；前景

国内外油田开发经历了产油量上升阶段、产油量达到峰值和稳产阶段、油井见水和产量递减三个阶段[1]。目前，我国东部大部分主力油田已进入高含水或特高含水期，原油综合含水率已超过90%，部分油田甚至高达98%。油田开发由“产油”向“产水”转变。在高含水阶段，含水量的少量增加会导致液量的大量增加。以胜利油田为例，当全油田综合含水率为91% ~ 92%时，含水率每增加0.1%，每年将增加液量约375×104 t，增加率为1.25%。由于地面处理系统使用的是中低含水期的生产设施，不能适应产液量的急剧增加和水基处理的需求。主要问题如下:

1)集输污水处理系统处理能力明显不足，超负荷运行，处理效率低。

2)原有设施需要不断扩建，改造工程量和投资成本过大，原有工艺的改造难度也很大。

3)能耗和成本增加。油田中低含水开发阶段建设的原油脱水站大多采用二级脱水工艺。高含水原油收集输送到集中处理站后，全部进入加热炉加热，大部分热能消耗在加热污水上。在一个进液量为1700×104 m3/a，综合含水量为95%的联合站中，加热炉仅一次燃料消耗就将达到1.45×104t/a，其中污水吸收的热能约占97%，能量巨大。排放的污水需要运回注水站，增加了污水运输成本、背压降低泵能耗和运行管理维护成本。此外，随着含水量的增加，油井排出的液体温度越来越低，热量和化学添加剂的消耗进一步增加，导致吨液吨油的处理成本急剧增加。

4)大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命。

实施预分水，尽快分离污水，减少污水流动环节，可有效解决上述问题，大幅降低能耗、成本和改造投资，提高经济效益。因此，一方面，国内外油田加紧了预分水技术的研究，以适应高含水期油田生产的需要，成功开发了末端分相管、水力旋流器等高效预分水装置；另一方面，对原有工艺进行改造，增加预分水环节。采出液全部在联合站加热脱水，但在各井场、分压泵站和转运站进行低温预分水。分离出的污水达标后回注地层，剩余的低含水原油送往联合站集中加热处理。目前国内外常用的预分水技术主要有三相分离技术、旋流分离技术、末端相分离技术、斜管预分水技术和低温破乳技术。

1三相分离技术

三相分离器的技术原理是油水混合液通过设备入口进入设备，经入口配气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液的碰撞和摩擦，在减小界面膜的水洗过程中，分离出大部分游离水。未分离的混合液经分配器分配和波纹板精馏后进入沉淀室，在沉淀室内进行最终的油水分离，达到脱水的目的(图1)。三相分离器通过应用来液预脱气、浅池配液、水洗破乳、高效聚集精馏、油水界面控制等多项技术，在国内外油田特别是我国油田得到了广泛应用。

图1高效三相分离器示意图

中国大部分陆上油田将三相分离器改造成预分离器进行预分水。根据高含水期原油的理化特性，河南油田规划设计院研制了HNS三相分离器，外形尺寸为φ3000mm×10608mm×10mm，分为预脱气室、稳流室、水洗室、沉降分离室、油室、水室、气空间和气袋。该型三相分离器采用气体预分离、二次捕雾技术和活性水洗强化破乳技术，提高了油水分离效率；利用双挡板结构的U形管压力平衡原理实现油水界面控制。合理的设备配置和过程控制的有机结合提高了自动化水平。将HNS三相分离器改造成预分离器，其处理能力是同规格传统设备的4 ~ 8倍。河南油田密度为0.85g/cm3的轻质原油，外输原油含水率低于0.4%，污水含油量低于500 mg/L [4]。

“十一五”期间，胜利油田33个联合站推广应用高效三相分离器152套，处理来液67.55×104 m3/d，原油含水率由85% ~ 90%降至50% ~ 60%，每天节约加热燃料约900t，取得了良好的节能降耗效果。以坨三站为例，进液量为3.5×104m3/d，分离器油含水量由94%降至15%，加热液量减少90%，年节约燃料油1068t。对于偏远小断块油田，胜利油田将原来的高含水全液外输改为远距离联合站，注水水源调整为就地预分水回注，低含水原油外输。15转运站使用32台三相分离器，分离出的水为6.98× 104m3/d，污水局部回注后，污水替代清水0.6×104m3/d，每天减少污水运输量3.6×104m3，节约运输电耗3.75×104 kw·h，减少运输电耗7.06×65438同时解决了部分油田注水不足的问题，缓解了污水回注的压力。

采用三相分离器作为预分离器，具有处理量大、分离效率高、运行工况稳定、管理方便、自动化程度高等特点。含水原油经过一级处理后，达到净化原油的要求。然而，三相分离器是为了使油中达到一定的含水量而设计的。污水分离净化的有效空间不足，除油效率低。分离出的水中含油量一般控制在1，000 mg/L以下，实际运行时水中含油量在500 ~ 1，000 mg/L之间。后续污水处理系统需要采用两级除油过滤处理工艺，投资、占地、运行费用高。

2旋风分离技术

图2水力旋流器示意图

水力旋流器的工作原理是在油水密度差的情况下，含油污水在水泵或其他外界压力的作用下，从切线方向进入水力旋流器，然后高速旋转。在离心力的作用下，水向水力旋流器壁面运动，形成向下的外旋流，通过水力旋流器底部的出口流出(底流)。油向旋流器的轴心运动，形成螺旋状的内旋流油核，从上端溢出(溢流)，最终实现油水分离，如图2 [5，6]。

旋流分离技术是油田高含水期节能降耗的有效技术手段。水力旋流器可以在不加热的情况下脱除高含水原油中的游离水，节省大量燃料。欧美海上油田广泛用作前置分离器，陆上油田基本不单独使用。目前的发展方向主要是作为前端预处理结合其他技术。旋风分离技术在国内尚处于研发阶段，尚未得到广泛应用。胜利油田开展了旋流分离技术试验，研制了旋流与沉降相结合的试验设备。其工作原理是油气水混合液进入旋风筒，通过离心旋转分离和重力作用，90%以上的伴生气被除去。经二次脱液后，分水器中的气体和少量气体在压力控制下进入气体系统，油水混合液通过分配管均匀进入分离区，再经整流迷宫板缓冲精馏进入沉降区。在沉降区，破乳剂的活性被加热器进一步激发，使乳状液破乳分离，油滴聚结漂浮，脱水后的原油通过隔板进入油室，再通过液位控制流出油水分离器。试验设备的关键技术有:(1)在分水器进口端设计了预分离旋流器，通过预分离技术预分离混合液中95%以上的气体；(2)分配管和整流迷宫板的设计稳定了高效水分离器内的流场，有利于油水分离；(3)在分水器中设置加热器，既能激发破乳剂的活性，又能避免加热底部污水；(4)设计的水位调节器能自动调节分离器内的油水界面，处理后的污水含油量基本在500 mg/L左右..江汉油田开展了两级旋流分离技术研究。两个旋风分离器串联使用，第一级用于预水分离，第二级用于除油。经过现场测试，马王庙油田马56站一级旋流器分离出的污水占总液量的50%以上，二级旋流器除油后的污水含油量在100mg/L以下[7]。

水力旋流器作为一种预分离设备，具有重量轻、占地面积小、单位体积处理量大、分离效率高、分离速度快、投资小、结构简单、无运动部件、安装维护方便等优点。但也存在诸多缺点，如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流导致原油乳状液分离困难、出水水质不稳定、耗电量大、能有效分离游离水但基本分离乳化水等。

三端分相技术

终端分相管是一段加大直径的终端集输管道，长度约45m(视原油特性和预分水效果而定)，直径1020 ~ 1220 mm，两端用球帽封堵，主要用于高含水油田原油预分水和污水净化。末端分相管在管内完成油气水分离五个过程(流体水力搅拌、质量交换、扩散、重力沉降、聚结器内水滴聚集)，具有多种装置功能(I级分离装置、预水分离装置、预水净化装置)，在前苏联已得到广泛应用。在西西伯利亚塔什基诺沃油田丛式井场或加压泵站设置两根直径为1020mm、长度为250m的终端分相管，液体处理能力为30000~32000m3/d/d，每天可分离出7800~9000m3自由水，自由出水量为60%，而出口原油含水率仅为9.3% ~ 65433。

终端分相管可以替代油田配套工艺流程中昂贵且数量众多的I级分离装置和脱水装置，可大幅降低投资(总投资可降低25% ~ 40%)。它具有制造和控制操作简单、液体处理量大的特点，可用作小型和边远油田的预分离器，但其缺点是分离效率低，分离出的水中含油量高。

4斜管预分水技术

斜管预分离器的工作原理是自然沉淀结合浅池分离，主要用于分离游离水。在欧美被称为elevation free除水器。它结合了卧式和立式自由水分离器，采用立面设计，克服了立式容器油水界面覆盖面积小，卧式容器油水界面与出水口距离短，分离时间不足的缺点。进液口位于管状容器的上游端，水中的油珠可以聚集并爬上顶部出油口，而水则沉到底部出水口排出。

斜管预分离器结构简单，成本低，占地面积小。主要用于对分离水中含油量要求不高的含水油田的分离污水就地混合，以降低混水能耗和集输系统的管道投资，减少联合站的运行负荷。斜管预分离器(直径1220mm，倾角45°左右，液体处理量10000 ~ 15000 m3/d)广泛应用于俄罗斯高含水和特高含水原油的集输，用于脱除80%的游离水。欧美国家也研制并推广了这种设备，但斜管仰角设计在12°的较低角度[8]。目前，斜管预分离器在国内还没有得到广泛应用。仅在河南油田1计量站使用，分离水质量无法控制。出水含油量一般在1000mg/L以上，分离效率较低。

5低温破乳技术

采用低温破乳技术预分水是经济的。加拿大开发的原油声波破乳设备可安装在高含水油井中管径小于4英寸的集油管道上，使处理后的稠油含水率最低可降至65438±0%，化学药剂用量可节省50%。美国用于微波破乳的MST模块化撬装设备也在现场试验中获得成功，效果显著[8]。

近年来，随着注聚合物等三次采油技术的应用，采出液的理化性质发生了很大变化，乳化现象十分严重，使得前置水分离更加困难。为了弥补机械方法的不足，油田普遍开始注重高效设备和化学添加剂的综合应用，即在原有预分水工艺的基础上，加入预脱水剂，使大量污水在高含水阶段在低温和少量化学药剂下得到有效分离。H1原油粘度大，污水含油量高，乳化严重，不便于用机械方法进行预脱水。通过选择高效预脱水剂，采出液中80%以上的污水可在入口温度下预分离，分离出的污水含油量约为100mg/L，可直接进入污水处理系统，节省大量天然气和破乳剂，工艺变化小。辽河油田通过大量室内试验，研制出预脱水剂，在原有设备基础上优化工艺流程，进站时不加热分离游离水，然后进行后续处理，取消了首次加热，节约了大量破乳剂，经济效益明显。全公司推广后，每年可节省运营费用4000万-5000万元。

随着化学药剂的引入，前期水分离成本增加，后续污水处理难度加大。如何趋利避害，有待进一步研究。

6预水分离技术的发展方向

目前各油田采用的预分水技术在一定程度上达到了预分水的效果，但这些技术的主要控制指标是原油中的含水量，对分离出的水中的含油量限制较少，导致分离出的污水中含油量高达1000mg/l左右，因此污水处理系统需要一次除油的复杂处理过程， 二次沉淀和过滤使污水水质符合标准，而且污水系统占用大量土地，设施投资和运行费用高。 未来预分水技术将主要向以下方向发展:

1)加快高效油水分离设备和分离技术的研发和推广。

2)在开发高效预分离设备时，应更加重视降低分离污水中含油量指标的研究。

3)向各种技术的集成化、集成化、小型化、低投资、低成本方向发展，如旋流、气浮、沉淀、聚结的优化集成，物理、化学、生物方法的综合应用，充分发挥不同技术和手段的优势，拓宽预水分离技术的应用范围，提高预水分离设备的稳定性和处理效果。

基于此，作者开展了新型一体化预分离除油技术的研究。综合应用旋流、气浮、凝聚、三相分离等技术，将预分离水和污水除油功能有机结合，形成一体化装置。在高效预分离的同时，强化了污水除油功能，提高了出水水质，出水含油量降至15mg/L以下，简化了后处理工艺，降低了投资和运行费用。目前研究进展顺利，室内试验达到了预期效果，现场试验正在按计划进行，专利成果正在申报中。

参考

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唐清波，钱，。HNS高效三相分离器技术[J].油气田地面工程，2007，26 (6): 16 ~ 17。

张劲松，冯树初，李玉星，等.水力旋流器用于油水分离的流动机理及应用研究[J].过滤分离，2001，11(3):15 ~ 18。

陈建玲。污水处理平台水力旋流器控制方案的优化设计[J].中国船舶，2010，51(补2): 138 ~ 144。

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杨士邦，叶。油气田地面工程技术现状及发展趋势[M].北京:石油工业出版社，2011: 43 ~ 44。

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